（来源：中国经济导报）

转自：中国经济导报

本报记者 | 白雪

    储能是推动能源绿色低碳转型、构建新型电力系统的关键支撑。随着全球能源转型加速推进，电力系统正从以化石能源为主的稳定供给体系，向以高比例可再生能源为特征的新型能源体系深度演进。在近期举办的新型能源体系背景下储能产业发展研究研讨会上，与会专家表示，在上述演进过程中，系统灵活性需求显著上升，储能已成为破解新能源“卡脖子”问题的关键支撑，其价值正从单一的电力调节工具，向拉动经济、提升系统灵活性的多维角色演变。

    “十四五”期间，中国风电、光伏装机保持年均30%~40%的高速增长，新能源发电量增速也持续保持在20%以上，新能源已经成为推动电力系统转型的重要力量。中国环境与发展国际合作委员会中方首席顾问、国务院发展研究中心原副主任、碳中和与经济社会发展实验室学术委员会主任刘世锦预计，2026年行业增速将阶段性放缓，但从中长期看，新能源仍将继续增长，不过目前市场尚未出现明显回暖迹象。这意味着，中国新能源发展正在从“规模扩张”逐步进入更加注重系统消纳和运行效率的新阶段。

    随着新能源占比持续提升，弃风弃光以及绿电消纳问题也愈发凸显，背后反映的是电力系统在调节能力、负荷匹配以及新能源消纳方面仍存在明显短板。刘世锦认为，未来低碳经济既要实现绿色转型，也要保持稳定快速增长，关键就在于提升电力系统灵活性，而储能正是破解新能源发展“卡脖子”问题的重要支撑，是解决新能源消纳、电网稳定性以及系统调节能力等难点、痛点问题的关键抓手。

    国网能源研究院新能源研究所储能研究室主任胡静表示，2025年，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》推动了“新能源+储能”联合参与市场，新型储能规模增长由“政策驱动”向“市场驱动”转变。其中，新能源侧储能收益模式转向“新能源+储能参与市场收益”，通过储能的能量时移使新能源在电能量市场中获取更高交易价格。独立储能收益模式从“依赖租赁”转向“容量+电量+服务”三元收益模式。用户侧储能收益模式由“固定分时价差套利”转向“市场化价差套利”。全面市场化新阶段下，市场价格波动性会给储能收益带来一些不确定性影响。但长期看，随着储能技术进步和成本下降，以及各省份现货价差拉大、辅助服务品种增加、储能运营水平提升，储能盈利能力将逐步增强。

    中国电力企业联合会首席专家姚强从系统重构视角表示，传统电力系统主要依赖煤电提供深度调峰与调频等调节能力。但在碳中和背景下，煤电逐步退出导致系统灵活调节能力出现结构性缺口，需要储能发挥价值。从广义上讲，储能可以包括所有具有灵活调节能力的资源，不只是当前的抽水蓄能、新型储能，还包括新能源的构网调节能力、需求侧资源响应能力等。从结构与布局上看，未来新型电力系统灵活性资源高度分散且异质性强，使调控对象从“万级规模”跃升至“亿级规模”，如零碳园区、虚拟电厂等都是构成分布式“储能”体系的重要单元。谈到如何解决储能当前面对的挑战，他表示：“储能的价值释放，需要依托于清晰的系统边界与规则体系。未来电力体制改革需立足系统重构逻辑统筹储能发展，方能从根源上化解行业结构性矛盾。”

    中国碳中和五十人论坛特邀研究员谷雨表示，储能行业低价竞争源于风光强制配储、招标过于重视初装成本、地方招商诉求强烈等因素，导致行业在早期形成“配而不建、建而不用”的现象，并加剧同质化低价竞争等问题。如果缺乏基于比较优势的产业布局与有效约束，产业出清的压力就会增大。

    当前储能参与电力市场的路径已逐步清晰，但在实际运行中，收益机制仍存在一定堵点。华北电力大学电力工程系讲师王楚通表示，从系统层面看，电力系统对储能的需求是明确且持续增强的，在电能量市场、辅助服务市场以及容量机制等“三大市场”框架下，储能理论上可参与多类型市场品种，但在实际落地过程中，仍受制于机制不完善与价格信号不充分等问题。

    自然资源保护协会北京代表处首席代表张洁清表示，除助力新能源消纳、逐步降低对煤电的依赖以外，储能也是拉动经济、就业的新兴产业。储能的价值不应只停留在电力行业内部，而应让更多社会主体看到储能产业带来的社会经济综合效益，才能形成更广泛的发展共识和支持力量。不仅需要在电力系统跑通盈利模式，还应从设备制造、电站投资及运营整个产业链出发，构建上下游联动的商业模式，形成市场内生动力，行业才能进一步实现高质量发展。